CN105335561A - 一种基于指标排序的梯级水电站群超短期调度方法 - Google Patents

Abstract

一种基于指标排序的梯级水电站群超短期调度方法，将日前发电计划纳入超短期调度，目标函数为调度期末计算水位与理想水位相对偏差最大值最小，满足超短期调度的安全性、时效性、实用性、经济性的要求。其技术方案为：预报区间来水和利用上下游流量滞时关系预报入库流量，然后利用以电定水校核末水位，并进行弃水处理，然后计算总出力与负荷需求之间的偏差，选取调度期末计算水位与理想水位相对偏差为量化指标，以此指标排序指导电站加大或减少出力，直至负荷需求与总出力达到平衡。本发明的有益效果是前瞻电网未来发展，为梯级水电站群超短期调度系统建设提供了坚实的理论基础。

Description

一种基于指标排序的梯级水电站群超短期调度方法

技术领域

本发明涉及电网规划和调度运行领域，特别涉及一种基于指标排序的梯级水电站群超短期调度方法。

技术背景

近十年，我国水电发展迅猛，水电富集的省网所管理水电装机规模日趋庞大，如何合理安排水电调度计划成为水电富集省网目前亟待解决理论与实践难题。尤其是超短期调度，它是一个持续滚动修正的过程，但目前区间来水预报主要依靠人工计算与经验调度，上下游梯级电站发电计划的匹配调整往往通过人工计算初略调整，调度员对于梯级电站发电变化调整缺少提前准确预判，无法精确计算各电站发电要求，造成日前制定的96点发电计划与实际调度时相差甚大，水库日末水位和电站日电量很难达到预控目标，弃水和出力受阻等现象时有发生，直接影响整个电力系统的安全、稳定与经济运行。目前，国内外学者已经在超短期调度方面做了很多研究，但国内学者关注的重点是以节能减排为目标的火电机组超短期调度，国外学者关注的重点是以成本最小或利益最大为目标的实时电力市场交易。本发明研究的对象为梯级水电站群，关注的重点是如何避免弃水和水库调度达到预期目标，由于受到严格的上下游水力、电力联系、弃水、末水位控制等约束限制，大规模梯级水电站群超短期调度在系统建模与求解方面较现有超短期调度方法存在较大的区别。

本发明成果前瞻电网未来发展，目前国内相关研究成果和文献报道大多针对火电站超短期发电调度，尚未见过基于指标排序的梯级水电站群超短期调度方法。本成果为梯级水电站群超短期调度系统建设提供了坚实的理论基础。

发明内容

本发明要解决的技术问题是提供一种基于指标排序的梯级水电站群超短期调度方法，充分利用超短期负荷预测信息和径流预测信息，以调度期末理想水位偏差为指标对电站进行排序，生成电站集合，实时调整日前发电计划，滚动生成超短期发电计划，可满足超短期调度的安全性、时效性、实用性、经济性的要求。

本发明的技术方案为：本发明揭示了一种基于指标排序的梯级水电站群超短期调度方法，按照下述步骤(1)-(8)实现电站日前发电计划实时调整：

(1)预报区间来水。一般来说，电站的区间来水在超短期时段内(如多个连续15分钟内)不会发生突变，因此，可以根据前几个时段实际的区间来水利用时间序列方法预测下一时段的区间来水，若实时数据采集准确，该方法可以保证预测精度达到95％以上。

(2)上下游流量演算。若上游出库流量与下游入库流量过程相关系数达到0.9以上，表明下游入库流量主要受上游出库流量影响，则采用滞后演算法计算上游电站的出库流量到达下游电站的流量；若相关系数小于0.9，表明相关性较弱，则采用马斯京根法来计算上游电站的出库流量到达下游电站的流量。

(3)末水位校核。根据预报的区间来水和电站日前发电计划，采用以电定水算法校正当前时刻之后未来8小时的水库末水位过程。①当电站有弃水时，判断电站在当前时段至弃水时段的出力和发电流量是否达到最大，若已达到最大，则正常弃水；若没有达到最大，则当前时段至弃水时段按发电流量空闲比例增加发电流量；②若电站水位降至死水位，则各时段均匀减少发电流量，时刻保证电站水位在死水位以上。末水位校核之后，各电站的调整出力为式中m表示电站，t表示时刻。

(4)计算负荷偏差。根据最新的预测负荷L^t和电站的调整出力计算t时刻系统负荷偏差若负荷偏差在平衡电厂调节范围内，则直接利用平衡电厂调节负荷偏差，跳转到步骤(8)；若负荷偏差超过平衡电厂可调范围，则转到步骤(5)。

(5)量化指标。根据系统负荷偏差和调度期末理想水位偏差相对值量化指标，生成电站计算序位：当系统负荷偏差为正，水位正偏差相对值越大，计算序位越靠前，简称正序位；当系统负荷偏差为负，水位负偏差相对值越大，计算序位越靠前，简称负序位。

(6)调整电站出力。根据系统负荷偏差ΔP^t与各电站空闲容量的比例关系，动态调整电站出力：当系统负荷偏差为正，表示电网缺电，需要增加电站出力，按电站正序位依次增加各电站出力，直至系统负荷与总出力相等；当系统负荷偏差为负，表示电网电力富余，需要减少电站出力，按电站负序位依次减少各电站出力，直至系统负荷与总出力相等。

(7)新的超短期调度计划。利用步骤(6)得到的调整出力，重新对各电站进行以电定水算法校核末水位。

(8)收敛条件。若系统负荷偏差为0，则当前时刻停止计算；若系统负荷偏差不为0，则重复步骤(4)-(7)。

本发明的有益效果是前瞻电网未来发展，为梯级水电站群超短期调度系统建设提供了坚实的理论基础。

附图说明

图1是梯级水电站群超短期发电计划调整方法流程图。

图2是梯级水电站群超短期调度计划出力与调整出力结果示意图。

图3是梯级水电站群超短期调度计划水位与调整水位结果示意图。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明作进一步的描述。

梯级水电站群超短期调度是保证电力系统运行效益和水资源综合利用效益的有效手段。本发明的梯级水电站群超短期发电计划调整目标为调度期末计算水位与理想水位最大偏差最小，为避免不同电站水位量级不同而引起目标函数值存在较大差异，本发明采用调度期末计算水位与理想水位相对偏差最大值最小，其目标函数为：

$Min\{F=\underset{m\∈M,i=T}{Max}\left({\mathrm{\ΔZ}}_m^T\right)\},$ 其中 ${\mathrm{\ΔZ}}_m^T=\frac{Z_m^T-{\stackrel{\‾}{Z}}_m^T}{Z_{m,max}^T}$

式中：F表示所有电站调度期末水位相对偏差最大值；表示电站m在调度期末计算水位与理想水位偏差相对值；表示电站m在T时刻末的最高水位；和表示电站m在T时刻末的计算水位和理想水位。本发明的计算时间间隔为15分钟，计算周期为8小时，若t表示当前时刻，则T＝t+32；M表示参与计算电站总数。

其约束条件表达式如下：

(a)水量平衡

$V_m^{t+1}=V_m^t+(Q_m^t-q_m^t-d_m^t)\×{\mathrm{\Δ}}_t$

式中：分别为电站m在t时段初的入库流量、发电流量、弃水流量，单位m³/s；和表示电站m在t时段初末库容，单位m³；Δ_t＝15×60，单位s。

(b)电网电力平衡约束

$\underset{m=1}{\overset{M}{\Σ}}{p}_m^t=L^t$

式中：为电站m在t时段的出力，单位MW；L^t为t时段电网负荷，单位MW。

(c)发电流量约束

${\underset{\‾}{q}}_m^t\≤q_m^t\≤{\stackrel{\‾}{q}}_m^t$

式中：分别为电站m在t时段的发电流量上、下限，单位m³/s。

(d)出库流量约束

${\underset{\‾}{S}}_m^t\≤S_m^t\≤{\stackrel{\‾}{S}}_m^t$

式中：为电站m在t时段的出库流量及其上、下限，单位m³/s。

(e)库水位约束

${\underset{\‾}{Z}}_m^t\≤Z_m^t\≤{\stackrel{\‾}{Z}}_m^t$

式中：分别为电站m在t时段末的上游水位及其上、下限，单位m。

(f)电站出力约束

${\underset{\‾}{p}}_m^t\≤p_m^t\≤{\stackrel{\‾}{p}}_m^t$

式中：分别为电站m在t时段的电站出力上、下限，单位MW。

本发明的梯级水电站群超短期调度根据调度期末计算水位与理想水位相对偏差值对电站进行排序，当ΔP^t＞0时，系统负荷为正偏差，电站需加大出力，调度期末水位正偏差相对值越高，优先级越高；当ΔP^t＜0时，系统负荷为负偏差，电站需降低出力，调度期末水位负偏差相对值越大，优先级越高。

图1是梯级水电站群超短期发电计划调整方法流程图。根据上述思想，一次完整的发电计划调整应按照下述步骤(1)-(8)予以实现：

(1)预报区间来水。一般来说，电站的区间来水在超短期时段内(如多个连续15分钟内)不会发生突变，因此，可以根据前几个时段实际的区间来水利用时间序列方法预测下一时段的区间来水，若实时数据采集准确，该方法可以保证预测精度达到95％以上。

(2)上下游流量演算。若上游出库流量与下游入库流量过程相关系数达到0.9以上，表明下游入库流量主要受上游出库流量影响，则采用滞后演算法计算上游电站的出库流量到达下游电站的流量；若相关系数小于0.9，表明相关性较弱，则采用马斯京根法来计算上游电站的出库流量到达下游电站的流量。

(3)末水位校核。根据预报的区间来水和电站日前发电计划，采用以电定水算法校正当前时刻之后未来8小时的水库末水位过程。①当电站有弃水时，判断电站在当前时段至弃水时段的出力和发电流量是否达到最大，若已达到最大，则正常弃水；若没有达到最大，则当前时段至弃水时段按发电流量空闲比例增加发电流量；②若电站水位降至死水位，则各时段均匀减少发电流量，时刻保证电站水位在死水位以上。末水位校核之后，各电站的调整出力为式中m表示电站，t表示时刻。

(4)计算负荷偏差。根据最新的预测负荷L^t和电站的调整出力计算t时刻系统负荷偏差若负荷偏差在平衡电厂调节范围内，则直接利用平衡电厂调节负荷偏差，跳转到步骤(8)；若负荷偏差超过平衡电厂可调范围，则转到步骤(5)。

(5)量化指标。根据系统负荷偏差和调度期末理想水位偏差相对值量化指标，生成电站计算序位：当系统负荷偏差为正，水位正偏差相对值越大，计算序位越高，简称正序位；当系统负荷偏差为负，水位负偏差相对值越大，计算序位越高，简称负序位。

(6)调整电站出力。根据系统负荷偏差ΔP^t与各电站空闲容量的比例关系，动态调整电站出力：当系统负荷偏差为正，表示电网缺电，需要增加电站出力，按电站正序位依次增加各电站出力，直至系统负荷与总出力相等；当系统负荷偏差为负，表示电网电力富余，需要减少电站出力，按电站负序位依次减少各电站出力，直至系统负荷与总出力相等。

(7)新的超短期调度计划。利用步骤(6)得到的调整出力，重新对各电站进行以电定水算法校核末水位。

(8)收敛条件。若系统负荷偏差为0，则当前时刻停止计算；若系统负荷偏差不为0，则重复步骤(4)-(7)。

现以我国云南澜沧江、金沙江、大盈江和李仙江干流上的21座梯级水电站群为研究对象，对本专利提出的基于基于指标排序的梯级水电站群超短期调度方法进行验证。表1为澜沧江、金沙江、大盈江和李仙江干流梯级电站基本资料，从水文特性来看，这四条流域龙头电站多年平均流量分别为666m³/s、1384m³/s、208m³/s和235m³/s，末级电站多年平均流量分别为1862m³/s、4554m³/s、364m³/s和404m³/s，可以看出金沙江和澜沧江区间来水比重非常大，而大盈江和李仙江的区间来水相对较稳定，不同流域间水文特性相差较大；从装机比重来看，这四条干流梯级装机比重和调节性能差异也较大，其中并网运行机组装机容量分别为15720MW、23960MW、12530MW和1435MW，澜沧江、金沙江和李仙江季调节性能以上电站较多，而大盈江调节性能较差，因此选择这四条水文特性和发电特性差异各不相同的干流梯级电站进行超短期调度，能够最大限度地考虑云南水电系统目前面临的调度现状，具有很强的实际意义。在主频3.3GHz、双核CPU、内存4GB、硬盘500GB的lenovoPC机上完成优化计算。图2和图3分别是部分电站出力和水位过程图，从图中可以得出如下结论：

(1)电站出力过程变化特点。一类电站计划出力与调整出力相差非常大，如漫湾和大朝山，主要原因是这两座电站是平衡电厂，当电网负荷偏差波动在这两座电站可调范围时，动用它们来平衡电网负荷，尽量不调整其它电厂出力计划；另一类电站调整出力明显比计划出力大，如大盈江梯级电站，主要原因是大盈江梯级电站的调节能力有限，由于日前预报的区间来水与实时预报的相差较大，为避免产生大弃水，在超短期调度中增加电站出力；第三类电站计划出力与调整出力计划相差不大，这些电站在实时调度时，其发电出力可以按日前制定的计划执行。

(2)电站末水位过程变化特点。各电站的计划末水位与调整末水位相差均比较大，主要原因日前预测的入库流量与实时调度预测的入库流量相差比较大，目前，日前区间来水预报主要依靠人工计算与经验调度，往往一天内的区间采用一个值，这种“预报”方式存在很大的误差；另一方面，实际调度中上下游梯级电站发电计划的匹配调整往往通过人工计算初略调整，很少或没有考虑上下游滞时流量关系，造成下游电站入库流量误差非常大，后者是造成总入库流量误差较大的主要原因。

仿真结果表明，本发明提出的区间预报和上下游流量演算方法能够满足实际调度的精度需求，减少了人工经验依赖度；本发明提出的发电计划调整策略能够满足实时调度需求，能够为水电超短期调度决策提供依据；依托本发明开发的决策支持系统可以有效解决云南电网水电超短期实时调度难题，提高了云南电网目前水电调度水平。

表1

Claims (4)

1.一种基于指标排序的梯级水电站群超短期调度方法，其特征在于如下步骤：

(1)预报区间流量：根据前几个时段实际的区间来水利用时间序列方法预测下一时段的区间来水；

(2)上下游流量滞时：若上游出库流量与下游入库流量相关系数达到0.9以上，则采用滞后演算法计算上游电站的出库流量到达下游电站的流量；若相关系数小于0.9，则采用马斯京根法来计算上游电站的出库流量到达下游电站的流量；

(3)末水位校核：采用以电定水算法校正当前时刻之后未来8小时的水库末水位过程，时刻保证水库水位在正常高与死水位之间；

(4)计算负荷偏差：根据最新的预测负荷和电站校核水位之后的调整出力，计算系统负荷偏差；

(5)量化指标：根据系统负荷偏差和调度期末理想水位偏差相对值量化指标，生成电站计算序位；

(6)调整电站出力：根据系统负荷偏差与各电站空闲容量情况动态调整电站出力；

(7)新的超短期调度计划：利用步骤(6)得到的调整出力，重新对各电站进行以电定水算法校核末水位；

(8)收敛条件；若系统负荷偏差为0，则当前时刻停止计算；若系统负荷偏差不为0，则重复步骤(4)-(7)。

2.根据权利要求1所述的梯级水电站群超短期调度方法，其特征在于，步骤(3)保证电站水位在正常高与死水位之间，①当电站超过正常高有弃水时，判断电站在当前时段至弃水时段的出力和发电流量是否达到最大，若已达到最大，则正常弃水；若没有达到最大，则当前时段至弃水时段按发电流量空闲比例增加发电流量；②若电站水位降至死水位，则各时段均匀减少发电流量，时刻保证电站水位在死水位以上。

3.根据权利要求1或2所述的梯级水电站群超短期调度方法，其特征在于，步骤(5)保证量化指标的准确性；根据系统负荷偏差和调度期末理想水位偏差相对值量化指标，以此确定电站计算排序：当系统负荷偏差为正，电站m水位正偏差相对值越大，该电站的计算序位越高，简称正序位；当系统负荷偏差为负，电站m水位负偏差相对值越大，该电站的计算序位越高，简称负序位。

4.根据权利要求3所述的梯级水电站群超短期调度方法，其特征在于，步骤(6)保证系统负荷与电站总出力时刻平衡，需要根据系统负荷偏差和各电站空闲容量的比例关系，动态调整电站出力：当系统负荷偏差为正，表示电网缺电，需要增加电站出力，按电站正序位依次增加各电站出力，直至系统负荷与总出力相等；当系统负荷偏差为负，表示电网电力富余，需要减少电站出力，按电站负序位依次减少各电站出力，直至系统负荷与电站总出力时刻平衡。